Введение

Российский Дальний Восток (Дальневосточный федеральный округ, ДФО) богат возобновляемыми ресурсами энергии. Почти на всей территории региона солнце светит 250–300 дней в году, имеются большие возможности использования энергии ветра и огромное количество малых рек (десятки тысяч). Пока в Российской Федерации велики запасы углеводородов, о крупных инвестициях в солнечные или ветровые электростанции говорить не приходится. В то же время при растущих потребностях в энергетических мощностях, постепенном моральном и техническом старении энергосетей, дефиците энергии в восточных регионах России альтернативные источники энергии могут уже сегодня оказаться выгоднее, чем ремонт старых ТЭЦ, работающих на дорогом привозном топливе [1].

Установленная мощность Объединённой энергосистемы (ОЭС) Востока — 9,5 ГВт (из них 63 % на традиционном топливе — ТЭС). Она охватывает территории в Амурской области, Приморском и Хабаровском краях, Еврейской АО, южной части республики Саха.

Объекты возобновляемой энергетики уже сегодня экономически оправданы в удалённых районах Дальнего Востока. В этих изолированных от единой энергосистемы страны районах проживает около шести миллионов человек, единственным источником электроэнергии там чаще всего служат старые и малоэффективные дизельные электростанции, бóльшую часть расходов по содержанию которых берет на себя государство. В таких населённых пунктах ветряки и солнечные панели, по сути, экономят дорогостоящее привозное топливо для дизельных станций и в перспективе позволяют достичь существенного снижения бюджетных затрат. Например, для 320 тыс. жителей Камчатского края объём субсидий на поддержание энергетической инфраструктуры ежегодно составляет около 9 млрд руб.

По данным компании «РусГидро», работающей на Дальнем Востоке, её 16 солнечных станций и три ветропарка ежегодно экономят 1,7 тыс. тонн дизельного топлива, а срок окупаемости проектов составляет 10–15 лет.

По ресурсам солнечной энергии на Востоке России выделяется область высокой инсоляции в Средней Якутии, зоны повышенной инсоляции расположены вдоль реки Амур вплоть до Хабаровска и вдоль реки Уссури в Приморском крае (рис. 1). Высокие среднегодовые значения скорости ветра приурочены к побережьям восточных и северных морей, однако в этих удалённых районах отсутствует спрос на энергию.

Развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) актуально лишь в некоторых регионах России, где традиционное электричество обходится конечному потребителю дороже, а также где ещё не создана инфраструктура. В частности, такими районами считаются Республика Саха (Якутия), Чукотский АО.

Кроме очевидной экономической целесообразности, развивать возобновляемые источники энергии Россию заставляет и Парижское соглашение по борьбе с глобальным потеплением, по которому страны-участники в среднем должны снизить выбросы парниковых газов на 30 % к 2030 году от уровня 1990 года [2].

Альтернативная энергетика на Дальнем Востоке развивается: так, на Камчатке 40 % потребляемой энергии вырабатывается на геотермальных источниках — Мутновской (установленная мощность 50 МВт), Паужетской (12 МВт) и ВерхнеМутновской (12 МВт) ГеоЭС. В 2015 году ветровые парки были построены в УстьКамчатске и на Сахалине. Реализовано пять проектов по строительству солнечных электростанций.

Якутия

Республику Саха (Якутия) называют главным вектором развития ВИЭ в регионе ДФО. Для территории в 3,084 млн км², населением всего около миллиона человек и перепадом температур в 110 °C (от –70 °C зимой до +40 °C летом) возобновляемая энергетика — реальный вариант энергоснабжения. Энергетическое хозяйство республики разделено на четыре энергозоны, и основу его составляют 27 тыс. км ЛЭП и 144 дизельные электростанции (общей мощностью примерно 2,5 ГВт).

Единой энергосистемы в Якутии нет, в арктической зоне и районах Крайнего Севера жизнь держится на автономной энергетике — в основном дизельной. С учётом стоимости дизельного топлива и длительных сроков доставки, в некоторых населённых пунктах стоимость 1 кВт·ч доходит до 383 руб. Снизить тарифы и нагрузку на энергосистему можно в условиях Республики с её климатом и расстояниями между населёнными пунктами за счёт возобновляемых источников энергии комбинированной выработки. Локальные станции мощностью до 1 МВт могут стать источником энергии в отдалённых населённых пунктах.

В 2015 году введена в строй крупнейшая солнечная электростанция за Полярным кругом, в якутском посёлке Батамай. Мощность этой станции — 1 МВт. При стоимости проекта почти в 200 млн руб. экономия дизельного топлива составляет 300 тонн или примерно 16 млн руб. в год. В сезон активного солнца станция вырабатывает 70 % потребляемой посёлком энергии, а зимой — около 40 %. Остальное даёт дизель-генератор.

Всего же в Якутии сейчас 13 СЭС (1335 кВт), но для огромной территории с ограниченной инфраструктурой этого явно недостаточно. Сроки окупаемости инвестиций в эту сферу составляют семьдесять лет, однако из-за девальвации рубля стоимость оборудования выросла. Это повлияло на экономические параметры проектов, приблизив некоторые из них к нулевой рентабельности. Экономия за счёт ВИЭ только в Якутии составляет 11,5 млн руб. в год.

Традиционная электроэнергетика

ПАО «РусГидро» продолжает реализацию своей программы по развитию энергетики Дальнего Востока. Всего компания «РусГидро» планирует построить четыре электростанции. Должны быть построены Сахалинская ГРЭС-2 (первая очередь), Якутская ГРЭС-2 (первая очередь) и Благовещенская ТЭЦ в Амурской области (вторая очередь). Их общая мощность должна составить 543 МВт электрической и 872 Гкал/ч тепловой энергии. Якутская электростанция будет газовой, остальные угольными. Строительство Совгаванской ТЭЦ имеет стратегическое значение для региональной портовой особой зоны, предусматривающей строительство многопрофильного портового и судоремонтного центра, контейнерных и угольных терминалов, а также производств по переработке рыбы и морепродуктов. Строительство станции будет вестись с учётом энергопотребностей Байкало-Амурской магистрали. Строительство четырёх данных станций — лишь начало плана по созданию в регионе новой генерации мощностью до 4,1 ГВт. Из них 2,7 ГВт будет построено для замещения старых мощностей, и около 1 ГВт составит прирост установленной мощности для покрытия перспективного спроса. Этот план, при условии согласования правительством в этом году, может быть реализован к 2025 году.

Строительство новых станций необходимо для повышения надёжности энергоснабжения региона. Это можно сделать путём замены изношенного оборудования и создания резерва мощностей, способного закрыть потребности в энергии в случае сбоев в энергоснабжении. Без современных надёжных источников энергии и тепла обеспечить нормальную жизнь в сложных климатических условиях Дальнего Востока невозможно.

Вторые очереди Сахалинской и Якутской станций призваны заместить выбывающие мощности своих предшественниц, исчерпавших свой срок службы. Якутску, где зимой бывает до –40 °C, и оборудование действующей ГРЭС изношено, требуется новый и надёжный источник теплоснабжения. Энергосистема Сахалина мало того что недостаточно стабильна, она ещё и изолирована от материка. Новая ГРЭС повысит надёжность работы островной энергетики. А в столице Приамурья подключение новых жилых микрорайонов к теплосетям возможно только после строительств второй очереди Благовещенской ТЭЦ.

На Дальнем Востоке не действуют правила оптового рынка электроэнергии и мощности, там нет конкурентного ценообразования и тарифы устанавливаются региональными властями. При этом тариф для производителя электроэнергии настолько низок, что покрывает себестоимость закупки топлива и затраты на самые необходимые ремонты. Собственных средств на модернизацию недостаточно.

Необходимость снижения тарифов

РАО «ЭС Востока» работает в условиях регулирования со стороны государства. Тариф устанавливают региональные энергетические комиссии. Самые высокие тарифы на электроэнергию установились в Чукотском АО и Магаданской области — здесь они в пять раз выше среднероссийских. Тарифы на энергию на Дальнем Востоке планируется привести к среднероссийскому уровню в течение двухтрёх лет. Тарифы для компаний в Магаданской области необходимо снизить на 34 %, на Камчатке — на 20 %, на Сахалине — на 46 %, на Чукотке — на 65 %, в Якутии — на 50 %.

Предложение о снижении цен на электроэнергию на Дальнем Востоке за счёт потребителей других регионов, по сути, возвращает энергетический рынок к практике межтерриториального перекрёстного субсидирования, которое было снято в рамках реформы РАО «ЕЭС». Это не стимулирует рост эффективности в электроэнергетике.

Приливная электроэнергетика

Теоретический энергетический потенциал прилива оценивается различными авторами в 2,5–4,0 ТВт, что сопоставимо с технически возможным речным энергетическим потенциалом (4 ТВт). На Кислогубской ПЭС (1,7 МВт, Россия) и ПЭС «Ла Ранс» (240 МВт, Франция) за 50 лет эксплуатации доказана экологическая безопасность приливной энергии благодаря биологически проницаемым плотинам ПЭС и сохранению природного ритма приливов в бассейнах станций [3].

Капитальные затраты на строительство ПЭС в настоящее время сравнялись с капитальными затратами на сооружение ГЭС, а себестоимость энергии ПЭС в энергосистеме оказывается ниже себестоимости энергии других современных электростанций. Так, например, проектные инвестиции на сооружение Мезенской ПЭС в России (1,5 МВт) оцениваются в $ 1300 за 1 кВт (2007 год).

На Дальнем Востоке уникальный крупномасштабный ресурс возобновляемой энергии связан с Тугурским заливом, расположенным в юго-западной части Охотского моря. Ещё в 1980-х годах были предложены варианты разработки этого ресурса [4]. Природные условия представляются благоприятными для создания здесь ПЭС мощностью 8–11 ГВт. Средняя величина прилива на входе в залив — 4,74 м; залив защищён грядой Шантарских островов от сильных ветров и штормовых волн Охотского моря; площадь бассейна (при расположении ПЭС на входе в залив) — 1800 км², длина — 74 км, ширина — 37 км, ширина залива на входе — 17 км, что позволяет разместить там тысячу гидротурбин мощностью по 10 МВт.

Тугурский залив находится в 600 км от Хабаровска, 980 км от Якутска, 1100 км от Харбина (Китай), 1200 км от Саппоро (Япония), 1900 км от Сеула (Южная Корея). Расстояние до Байкало-Амурской магистрали в районе Ургала — 250 км. Прежде всего Тугурская приливная электростанция должна быть ориентированной на производство электроэнергии для перспективного внутреннего потребления энергии в ДФО. Но сейчас установленная мощность в 10 ГВт является избыточной для региона. Поэтому на основе ПЭС можно организовать экспортный канал в энергодефицитные районы стран Восточной Азии, а также направить часть энергии на электролиз воды с целью получения водорода как перспективного энергоносителя. При таком варианте можно избежать введение более 4 ГВт новых мощностей традиционной энергетики, планируемых компанией «РусГидро».

С учётом эффекта масштаба инвестиции по проекту Тугурской ПЭС составят $ 8–10 млрд. Общий объём строительных работ по плотине — порядка 15 млн м² бетона. Использование Тугурской ПЭС может быть эффективно осуществлено в комплексе с Зейской ГЭС (1,33 ГВт, 1980) и Бурейской ГЭС (2,01 ГВт, 2009) с обширными водохранилищами и высоким напором порядка 100 м, действующими и намечаемыми к строительству ГЭС и другими электростанциями Восточной Сибири и Южной Якутии. Наличие ёмких водохранилищ и резервов мощности ГЭС, высоковольтных линий позволит освоить энергию Тугурской ПЭС. Для решения проблемы прерывистости подачи энергии необходимо находить дополнительные источники электроэнергии во время вынужденных простоев приливной электростанции в виде дублирующих станций: ТЭС, ГЭС, гидроаккумулирующие, газотурбинные. Тугурскую ПЭС предполагается присоединить к Амурскому и Южно-Якутскому энергетическим комплексам в составе ОЭС Востока.

Освоение приливного и гидропотенциала Сибири и Дальнего Востока может стать основой для расширения сотрудничества с соседними странами, которые заинтересованы в снижении «углеродного следа» своих производств. Более того, Россия может не только экспортировать чистую и возобновляемую энергию, но и конвертировать её в энергоёмкие продукты с низким «углеродным следом».

Выводы

1. Развитие ВИЭ актуально лишь в некоторых регионах РФ, где традиционная электрогенерация обходится конечному потребителю дороже, а также на территориях с отсутствующей инфраструктурой. В частности, такими районами считаются Республика Саха (Якутия), Чукотский АО. Типичными энергообъектами на ВИЭ являются автономные системы 1–2 МВт.

2. Компания «РусГидро» планирует ввод в строй четырёх новых электростанций, которые обеспечат потребителей Сахалина, Якутии, Амурской области и Хабаровского края электроэнергией и теплом. К 2025 году компания предлагает ввести более 4 ГВт новых мощностей в ДФО.

3. Альтернативой использованию традиционных энергоресурсов может стать освоение уникального крупномасштабного ресурса приливной энергии Тугурского залива мощностью 8–11 ГВт. На основе Тугурской ПЭС можно организовать экспортный канал в энергодефицитные районы стран Восточной Азии.

4. Тарифы на Дальнем Востоке планируется привести к существующему среднероссийскому уровню.

5. Освоение приливного и гидропотенциала Сибири и Дальнего Востока может стать основой для расширения сотрудничества Российской Федерации с соседними странами, которые заинтересованы в снижении «углеродного следа» своих энергоёмких производств.